会议要点
一、新能源电网发展及市场化
1、新能源电网发展趋势及消纳问题分析
·市场动态：市场关注新能源消纳红线政策动态，等待具体执行方案；
·电网瓶颈：电网被视为新能源产业发展的最大瓶颈，具有高确定性；
·政策影响：新政策对存量电站资产不利，但对增量资产和制造商有利；
·
装机需求：光伏装机需求预期上调，价格可能成为消纳的软约束；
2、电网发展指导意见及调整预期
·产业链分析：光伏产业链供给端问题待解， Top上投产后或有破产量退
出；
·市场匹配：去年桃浦钢产能与今年需求相匹配，但旧产能清退需时；
·价格动态：光伏股价具上涨潜力，排产增加和销量红线放开刺激价格上涨；
·技术与产品：新能源领域中支架、逆变器及新技术发展受到重视；
3、消纳红线政策的制定与影响
·行业矛盾：新能源行业面临产能过剩与消纳不足的矛盾，促使政策调整；
·政策变动：国家能源局计划取消或优化新能源利用率指标，考核责任可能
下放至地方；
·国际对比：中国的弃电率统计全面，未来可能向国际市场化做法靠拢；
·市场化趋势：价格波动显示市场化交易增加，消纳方式预计将市场化；
·地方自主：各省将根据实际情况设定利用率指标，确保项目收益率合理；
二、新能源发展目标及政策影响
1、今年新能源发展预期及增量目标
·政策影响：政策对新能源发展具有提振作用，特别是在今年这样困难的一
年；
·
储能增量：新兴储能行业的增量对今年的新能源发展有积极作用；
·消化能力：在95%红线限制下，今年的风控新增消化率可能提升至1.9;
·装机预期：按90%红线计算，新能源装机增量可能略有回落，但预计在15
-20吉瓦之间；
2、电网边界条件的变化对新增装机的影响
·利用率下降带动装机增量：明年电力系统利用率每下降1%,预计新增装机
增量可达30吉瓦；
·新增装机量增长预期：今年新增装机量预计至少持平，有望实现10-15%
的增长；
·政策变动影响储能和光伏：电网边界条件变化及政策调整可能对储能发展
和户用光伏产生负面影响；
·地方政策限制户用光伏：某些地方政府的限制性文件可能影响户用光伏的
利润率和接入；
3、储能政策对新能源消纳和装机发展的影响
·储能市场展望：2023年储能增量预计至少达到30G 瓦，超过去年的23G
瓦；
·光伏发电效率：去年光伏电站平均发电利用小时数为1220小时，今年可
能因季节性因素略有下降；
·经济性影响：存量新能源光伏电站的经济性可能受到10%-20%的影响，
内部收益率可能由8.5%降至6.86%;
·分布式光伏前景：今年新增光伏容量预计将在去年基础上增长10%,中东
部分布式光伏成为看点；
4、放开红线指标对电力系统和光伏电站经济性的影响
·新型电力系统建设：2035年左右新型电力系统应基本建成，目前面临较
大压力；
·成本压力：去年辅助服务成本从500亿上升至600多亿，增长超过10%;
·经济影响：放开限制性指标有利于避免短期内大量成本支出；
·成本预测：到2025年，每度电成本可能增加1毛到1毛5,新能源渗透率预
计达到20%;
三、电力市场化交易及新能源消纳率
1、国内电力市场化交易程度与发达国家的差距。
●新能源市场：新能源处理同时率一般为0.3~0.5,临汾市改造对新能源提振
作用不大；
·火电改造：火电灵魂改造依赖调频调峰辅助服务市场，压力相对较小；
·需方响应：需方响应目标接近5%,文件发布后对需方参与新能源市场的压力可能减轻；
·市场化趋势；经济性成为发展趋势，市场化价格波动使收益
测算复杂；
2、电力现货交易的发展情况及影响因素
·市场现状：中国电力现货交易量占比约15%-20%,相比国外市场如美国显
著偏低；
·价格保护：长期合同在电力市场中起主导作用，有助于稳定价格波动；
·技术前景：储能技术被视为关键，有助于适应分时电价和优化电力配置；
·成本分摊：新能源需在辅助服务上分摊费用，提升调控能力；
3、新能源消纳率调整的影响和未来趋势
·行业趋势：今年光伏和风电总装机量预计达到340吉瓦，比去年增加近50
吉瓦；
·分布式光伏：分布式光伏预计将带动大部分增量，尤其是中东部地区；
·集中式电站：三北地区特高压电网建设滞后，集中式电站建设可能与去年
持平；
·工商业光伏：工商业光伏发展迅速，预计新增装机量将聚焦在中东部；
四、新能源市场保障及储能重要性
1、能源市场的发展与调整
·市场化机制：通过市场化过渡和宏观政策引导解决能源市场化问题；
·能源特性：能源市场化需考虑其对社会资源和影响的系统工程问题；
·电网投资：电网投资建设依赖输配电价引导，预计未来投资将增加；
·市场责任：市场化后，买卖双方将各自承担波动收益的变化；
2、存量新能源项目的处理方式
·存量问题解决：通过政府授权合同解决新能源存量问题，非刚性执行；
·合同机制：合同允许按原价结算一定电量，超出部分按市场价；
·价格差异：市场环境下可能出现原合约价格与市场价格不一致的情况；
·保障小时数：讨论了政策变动后保障小时数可能减少的问题；
3、新能源市场的保障性合约和市场化发展
·
项目分类：25年周期的老项目将保持原定电量和价格，近10年投产的新
项目可能动态调整；
·政策趋势：政府授权合同目前类似差价合约，未来30年市场化后将取消保障性收购合同；·市场化转型：未来项目需全面退出保障性收购，实现完全
市场化运作；
·储能重要性：为适应市场化，项目必须配备储能，否则内部投资收益率计
算可能不准确；
4、新能源项目中储能的重要性和影响
·新能源市场化：新能源项目通过政府授权的差价合约获得合理收益，合同
具有法律效力；
·
风险规避：合约采取多退少补方式，模仿英国差价合约，以减轻投资风
险；
·电价与合约比例：正在研究确定合适的电价和政府授权合约的比例，目前尚无统一标准；·地方政府角色：地方政府推动用户与新能源签订政府授权
合约，设定价格下限；
五、新能源发展及电网消纳问题
1、新能源发展及电网消纳问题
·政策影响：三北地区新能源政策尚未明确，政府正在实施保障合约；
·价格动态：新能源长协结算价格较甘肃基准价下浮2~3分；
·交易机制：新能源交易采取低价成交原则，与火电价格竞争；
·统计差异：发电企业与电网公司关于弃光率的统计数据存在口径上的差异；
Q&A
Q:咱们放开相关红线，拉通到整体的新型电力系统的全局来看，包括输电、配电、用电整个环节，具体各个环节上所带来的是哪些潜在的一些正反馈，
或者是一些负面的反馈?从全局的角度请您再解释一下。
A:从全局的角度来看，如果放开相关红线，对整个新型电力系统的输电、配电、用电整个环节可能会带来一些潜在的正反馈和负面的反馈。具体来说，这种做法可能有利于推动新能源增量发展，减少成本支出，降低辅助 服务成本，以及减轻电力系统的压力。然而，也可能导致电力系统成本的增加，需要更多的电网建设和调频调峰辅助服务市场的压力。因此，放开 相关红线可能会对整个电力系统产生复杂的影响，需要综合考虑各个环节
的利弊。
Q:咱们对于调整的持续性是怎么判断?会不会存在边际效应递减，然后再
出现一个反复，就这一个小问题。
A:我个人觉得在今明两年，利用率指标应该会逐渐往下调，可能会取消掉这个指标，走向市场化。但在2025年后，边界条件改善后，可能会出现
反
复，整个电网能不能接受更多的情况不好说。
Q:您说的政策是指最近一段时间的关于配电网建设的指导意见吗?
A:不是要把我们刚才提到的，无论是优化调整或者放开消纳率红线的指标要上升到一个政策层面，后面可能五六月份要出台，政策不是指配电网的
政
策。
理解您说的调整是指消纳我们新能源利用率的指标。
Q:关于我们新能源，您刚才也提到了，我们风电这个问题体现的不是特别 特别明显，光伏项目体现得非常明显，我们先不说大基地，因为大基地有 特高压去应对它，我们在中中东部地区所谓的我们做了很多在配网领域里面做的项目，现在您提到了未来的方向一定是说要多，我们之前的模式老的项目都是保障性收购，定一个按照当地的火电的标杆电价，你一年发多少我给全额照收。Buh可能也有一些放弃一些光弃，风但是大部分都是按照一个标杆电价来上网的。也就是说那个时候的项目，实际上在那个时候，老项目它是按照这种做法，它的收益率在那个时候测算的时候，应该说还是按照那个时候的整个的建设成本，它是比较清晰的，我就想问一下这些老的项目在未来它的电价的定价和它的上网的量是不是也是随着时间的变
化会动态调整?
A:好。你这问得很好，这个也是我们一直很关心的事，30年今年入市你怎
么解决存量的问题，其实是这个问题现在我们最好的办法就是存量的那些
新能源还要亏，跟他签一个政府授权合同，比如说你原来是得4毛钱，你每年是大概100度电，我签一个政府授权合同，但是政府授权合同不是刚性执行的，不是像我们现在的保价保量，合同是刚性执行的，他会把它放在你市场里，有点像差价合约，什么意思?如果比如说100度电，今年的你发了进账的在市场环境下，你进账的102度电，100度电还按原来的4毛钱 去结算，但对不起你两度电你不要按4毛钱结算两度电，你要接受当前的现货市场或者是长期市场所形成的价格的水平去结算，比如说你现在两毛钱整个现货就是几分钱的，对不起两度电就要几分。
所以目前我们对存量
就这么处置的。
Q:保障小时数，我还是按照当地的火电的标杆电价，按照你保障的相当于 在项目周期里边，我保障你多少，按照当地的火电的价格给你算。我们最近这几年的变化，这个项目未来有没有可能是说我这个保障享受数也是动
态调整的。
A:没问题，以前保障性小的时候刚性执行，我刚才说的政府授权合同有点类似于差价合约，后面30年全部入市是保障性收购的合同是没有了，一度电都没有了，你要理解这个趋势。你后面的转到。3100就到3000点，这
个时间节点就不会有什么保价保量，合同出现这个方式。
